11

A importância da repotenciação para o atendimento aos requisitos operativos

do SIN

Worshop ANEEL“Avaliação Regulatória da Repotenciação”

Brasília 14 de Julho de 2011

Hermes ChippDiretor Geral

2

Sumário

1. Atendimento à Demanda no Curto Prazo

2. Constatações

3. Atendimento à Demanda no Médio Prazo

4. Benefícios da Repotenciação para o SIN

5. Recomendações

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Perda gradual de regularização leva ao uso mais intenso dos reservatórios a cada final de estação seca – perdas expressivas por deplecionamento (~ 4,5 GW).

Desligamento sistemático da 2ª casa de força de Tucuruí ao final de cada ano (perda de ~ 5,6 GW).

O controle de tensão no 440 kV no verão limita sistematicamente a plena disponibilidade potência das usinas conectadas a esta malha (~1,4 GW).

Manutenções programadas (não adiáveis) e não programadas (~ 5 GW).

Perda gradual de regularização leva ao uso mais intenso dos reservatórios a cada final de estação seca – perdas expressivas por deplecionamento (~ 4,5 GW).

Desligamento sistemático da 2ª casa de força de Tucuruí ao final de cada ano (perda de ~ 5,6 GW).

O controle de tensão no 440 kV no verão limita sistematicamente a plena disponibilidade potência das usinas conectadas a esta malha (~1,4 GW).

Manutenções programadas (não adiáveis) e não programadas (~ 5 GW).

Atendimento da demanda máxima do SIN

Contexto de Curto Prazo

4

Quadro resumo – SIN

Situação em novembro de 2010

Disponibilidade de Potência em novembro de 2010

SE/CO UHE Itaipu S NE N Total

Potência instalada

26398 12600 13388 11384 11646 75416

Perda deplecionamento

3090 0 1117 307 5824(*) 10338

Manutenção 2243 0 1497 1011 330 5081

Restrição Elétrica 2012 - - - - 2012

ANDE - 950 - - - 950

Disponibilidade 18972 11650 10774 10066 5492 56954

(*) Tucuruí II Perda de ~ 18 GW

5

Redução de potência hidráulica no SIN, perda de Angra II, queda das torres em SP, desligamento de Tucuruí II, restrições na malha 440 kV e elevação da temperatura (primavera/verão), além do deslocamento da ponta para o período da tarde.

O gráfico ilustra a situação da carga em novembro de 2010.

(máxima de ~ 68 GW).

Redução de potência hidráulica no SIN, perda de Angra II, queda das torres em SP, desligamento de Tucuruí II, restrições na malha 440 kV e elevação da temperatura (primavera/verão), além do deslocamento da ponta para o período da tarde.

O gráfico ilustra a situação da carga em novembro de 2010.

(máxima de ~ 68 GW).

Situação em novembro de 2010

Atendimento da demanda máxima do SIN

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Despacho pleno da potência hidráulica, com complementação térmica (~ 9 GW) para o atendimento à demanda instantânea, notadamente nos períodos de carga média.

Utilização prévia da reserva de potência durante os períodos de maior demanda instantânea, em carga média e pesada.

Postergação de manutenções programadas de unidades geradoras.

Despacho pleno da potência hidráulica, com complementação térmica (~ 9 GW) para o atendimento à demanda instantânea, notadamente nos períodos de carga média.

Utilização prévia da reserva de potência durante os períodos de maior demanda instantânea, em carga média e pesada.

Postergação de manutenções programadas de unidades geradoras.

Medidas operativas

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Medidas estruturais para equacionar o controle de tensão no 440 kV:

Compensação reativa capacitiva da ordem de 1.600 Mvar até dezembro de 2011;

Ainda no biênio 2011-2012, a implantação das SEs Mirassol, Getulina, Jandira, Araras e Salto, todas em seccionamento na rede de 440 kV.

Adicionalmente, com a implantação da rede de escoamentoda geração do Madeira, prevista para 2012, existirá mais umponto de interligação das redes de 500 kV e 440 kV na SE Araraquara 2, contribuindo assim para uma maior robustez operativa do SIN.

Medidas estruturais para equacionar o controle de tensão no 440 kV:

Compensação reativa capacitiva da ordem de 1.600 Mvar até dezembro de 2011;

Ainda no biênio 2011-2012, a implantação das SEs Mirassol, Getulina, Jandira, Araras e Salto, todas em seccionamento na rede de 440 kV.

Adicionalmente, com a implantação da rede de escoamentoda geração do Madeira, prevista para 2012, existirá mais umponto de interligação das redes de 500 kV e 440 kV na SE Araraquara 2, contribuindo assim para uma maior robustez operativa do SIN.

Soluções Estruturais de Curto Prazo

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Para o atendimento da demanda instantânea nos períodos de carga média e pesada tem sido necessário o despacho complementar de geração térmica e a utilização prévia da reserva operativa; e

Necessidade de adiamentos das manutenções programadas pelos Agentes.

Para o atendimento da demanda instantânea nos períodos de carga média e pesada tem sido necessário o despacho complementar de geração térmica e a utilização prévia da reserva operativa; e

Necessidade de adiamentos das manutenções programadas pelos Agentes.

Constatações

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Contexto de Médio Prazo

  2010 2015Crescimento

2010-2015

Hidráulica 85.690 79,3% 98.035 71,0% 12.345 14%

Nuclear 2.007 1,9% 2.007 1,5% 0,0%

Gas/GNL 9.263 8,6% 12.180 8,9% 2.917 32%

Carvão 1.415 1,3% 3.205 2,3% 1.790 127%

Biomassa 4.577 4,2% 7.272 5,3% 2.695 59%

Óleo 4.212 3,9% 9.913 7,3% 5.701 135%

Eólica 826 0,8% 5.248 3,8% 4.422 535%

Total 107.990 100% 137.860 100% 29.879 28%

PEN 2011 – Cenário de Referência

Atendimento da demanda máxima do SIN

Oferta 2010 a 2015 - Participação por Fonte (MW) e (%)

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Nos próximos 5 anos a expansão será calcada em ~ 12 GW de UHEs com baixa ou nenhuma regularização; ~ 13 GW de UTEs; ~ 4,4 GW de UEEs e 5,7GW de Biomassa.

Participação das UHEs na capacidade instalada passa de 80% para de 70% em 2015.

Aumento da perda de regularização faz com que a ponta deva ser atendida com a participação de outras fontes – térmicas e eólicas.

Usinas de CVU elevado intensificam os deplecionamentos ao final de cada estação seca.

Nos próximos 5 anos a expansão será calcada em ~ 12 GW de UHEs com baixa ou nenhuma regularização; ~ 13 GW de UTEs; ~ 4,4 GW de UEEs e 5,7GW de Biomassa.

Participação das UHEs na capacidade instalada passa de 80% para de 70% em 2015.

Aumento da perda de regularização faz com que a ponta deva ser atendida com a participação de outras fontes – térmicas e eólicas.

Usinas de CVU elevado intensificam os deplecionamentos ao final de cada estação seca.

Atendimento da demanda máxima do SIN

Contexto de Médio Prazo

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Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15

Geração Térmica acima da Inflexibilidade

SIN

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OBS: As máquinas adicionais de Três Irmãos são representadas na usina Ilha Solteira Equivalente(*) Fonte: ABRAGE

Poços Existentes * (recursos para atendimento à ponta)

Usina SubsistemaPotência disponível

MW

Cachoeira Dourada SE/CO 105

Curua-UNA N 10

G.B.Munhoz S 838

Ilha Solteira Eqv. SE/CO 485

Itaparica NE 1000

Jaguara SE/CO 213

Porto Primavera SE/CO 440

Rosana SE/CO 89

São Simão SE/CO 1075

Salto Santiago S 710

Taquaruçu SE/CO 105

Três Marias SE/CO 123

Total usinas com repotenciação 5193

13

Balanço de Ponta com Inflexibilidade das UTEs – 2013/15

Benefício de motorizar os poços existentes *

Geração Térmica acima da Inflexibilidade somente em 2015

(*) Hipótese de motorização somente a partir de 2013 (por tempo de construção e regulação)

SIN

14

Geração térmica com e sem a motorização dos poços

SIN

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

Cenário de Referência PEN 2011

Com motorização dos poços

Benefício de motorizar os poços existentes

15

Criar incentivos comerciais e regulatórios para motorização dos poços existentes;

Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, como por exemplo através de repotenciação de usinas existentes; e

Avaliar mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade.

Criar incentivos comerciais e regulatórios para motorização dos poços existentes;

Avaliar mecanismos regulatórios que estimulem a instalação de potência hidráulica no SIN, como por exemplo através de repotenciação de usinas existentes; e

Avaliar mecanismos regulatórios para contratação de potência e/ou encargos de capacidade.

Recomendações

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APOIO

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Projeções de Carga de Demanda – PEN 2011 (MW)

* Considera a interligação Tucuruí – Manaus – Macapá em 2013

Ano 2011 2012 2013 2014 2015

SIN – MW 69.660 74.409 79.405 82.940 86.496

Taxa crescimento 4,8% 6,8 % 6,7%* 4,5% 4,3%

18

Inflexibilidade de Geração Térmica – PEN 2011

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

2011 2012 2013 2014 2015

Infl

exib

ilida

de (

MW

med

)

Inflexibilidade por classe térmica (MWmed e % de GTmax)

Nuclear Biomassa Gás Natural Carvão GNL Óleo Combustível Óleo Diesel

16,1%

82,1%

63,8%

63,2%

0,1%11,9%

21,0%

90,4%

35,6%0,3%

0,1%

70,4%

27,3%

90,4%

34,8%

72,2%

0,1%

0,6%

27,3%

90,4%

37,1%

72,2%

0,1%

27,4%

90,4%

37,1%

72,2%

0,1%

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Perdas típicas por Deplecionamento (MW)*

* Estimadas com base na época do racionamento 2001/2002

Perdas por deplecionamento em função da EARmax (MW)

% EARmax SE/CO S NE N SIN

10 3634 775 316 4576 9301

20 3153 701 268 3474 7597

30 2689 628 221 2534 6071

50 1813 480 126 1133 3552

Perdas por deplecionamento em função dos Níveis Meta de 2011

Subsistema % EARmax (NM – NOV) Perdas (MW)

SE/CO 42 2155

NE 25 245